6. Helyzetelemzés és jövőkép
6.2. Kiaknázható geotermikus energia Magyarországon
Magyarországon magas a geotermikus gradiens, átlagosan 45 °C/km. Közvetlenül a felszín alatt törmelékes üledékek vagy repedezett mészkő, dolomit kőzetek találhatók. A termálvíz, – amely a hazai definíció szerint a legalább 30 °C-os vizet jelenti –,az ország területének több mint 70%-án, rendelkezésre áll.
Magyarországon az átlagos hőáram 90-100 mW/m2. 500 m mélységben a hideg területek kivételével az átlaghőmérséklet 35-40 °C. A magasabb hőmérsékletet (45-70 °C) a vízáramlás fűtő hatása okozza. Nagyobb mélységben az áramlás által okozott hőmérséklet anomália megszűnik.
1000 m mélységben az átlaghőmérséklet 55-65 °C, 2000 m mélységben pedig 110-120 °C (melegebb területeken 130-140 °C).
74 A "Magyarország megújuló energiaforrás felhasználás növelésének stratégiája (2007-2020)"
előterjesztés szerint a geotermikus potenciál – az MTA Megújuló Energia Albizottság felmérése alapján – 63,5 PJ/év, jelenleg 3,6 PJ/év (2006) hőt hasznosítunk (Energiaközpont Kht).
6.2.1. Geotermikus erőművek létesítése
A Pannon-medence mezozóos–paleozóos medencealjzatában 3–4 km mélységben közepes (>100 °C) és magas entalpiájú (>150 °C) karbonátos rezervoárok és kristályos kőzetekből álló, EGS rendszerek létesítésére alkalmas helyek találhatók. Ezek kiaknázása számottevő tőkebefektetést igényel és egyben gazdasági kockázattal is terhelt.
Az EGS technológia szempontjából leginkább ígéretes régió az ország D-i, DK-i szeglete, ezen belül is a mély medencék peremei és a medencék között található, kiemelt alaphegységi területek: Dráva, Makó, Békés, Nagykunság és Derecske (Dövényi és társai, 2005). Ezekben a régiókban a kristályos alaphegység anyaga kedvező esetben gránitos, mélysége 4000 m közeli, a kőzethőmérséklet legalább 200 °C és a terület a földrengések szempontjából is „csendes”. A francia BRGM-nél (2004)-ben készített tanulmány szerint „Magyarország a legjobb földtani-geotermikus lehetőségeket kínálja EGS fejlesztésekre Európában. Mivel a technológia még ipari méretekben sehol sem alkalmazott, befektetési költségei 100 millió USD nagyságrendűek (5 MW teljesítmény mellett), ezért legfeljebb arra számíthatunk, hogy – a nem túl távoli jövőben – Magyarország befektetési célpontként szerepelhet az EU megújuló villamosáram-termelési céljai teljesítéséhez.
A neogén üledékekkel fedett aljzatban található karsztosodott mezozóos karbonátok (DNy-Dunántúl, D-DK-Alföld) hőmérsékle legalább 120 °C. Geokémiai termométerek szerint a hőmérséklet magasabb is lehet. A mezozóos rezervoár energiasűrűségét (3.7 ábra) a karbonátos aljzat területére kiintegrálva kb. 80.000 PJ hőenergiát kapunk, melynek nagy része 120 °C-nál magasabb hőmérsékletű kőzetben/rezervoárban tárolódik, vagyis bináris erőművekkel áram termelésére lehet felhasználni. A legperspektivikusabbak az Andráshida-Nagylengyel, Mélykút-Pusztamérges és a Nagyszénás-Fábiánsebestyén területek. A Fábiánsebestyén határában található rezervoár 5–50 MWe villamos energia termelésére lehet alkalmas (Árpási, 1998). Geotermikus erőmű építését (3–5 MWe) jelenleg a MOL ZRt. és a Pannergy Zrt. tervez. Tovább növelheti a gazdaságosságot, ha a hőcserélő után lehűlt termálvizek maradék energiatartalmát (90%!) több lépcsőben (fűtés, terményszárítás, használati melegvíz, növényháztelepek), majd hőszivattyúval hasznosítják. A MOL szakembereinek véleménye szerint az általuk ismert területeken műszakilag néhány geotermikus kiserőmű és mintegy félszáz közvetlen hőhasznosítás (egyenként 0,15-0,3 PJ/év) létesítése lehetséges. Ezeknél a visszatáplálás a fenntartható működés előfeltétele.
Vizsgálandó, hogy megtérülő befektetés-e a karbonátos rezervoárokra erőművet telepíteni.
Kedvező esetben 20–30 év élettartam előrejelzése várható. Az eltemetett karbonátos rezervoárok további kutatása az áramtermelési lehetőségek potenciáljának jobb megismerése szempontjából kívánatos.
6.2.2. Közvetlen hasznosítás
A kis entalpiájú (hőmérsékletű) geotermikus rendszereink a legjobban feltártak és legperspektivikusabb megoldást kínálják a gazdaságos kiaknázásra. A felső-pannóniai (neogén) rezervoár (3.9. ábra) utánpótlódó részében az energiasűrűség 2-3-szor nagyobb, mint a karbonátos rezervoárban, a felülete is nagyobb, így a geotermikus energia vagyonunk nagyobb része a neogén rezervoárban tárolódik.
75 A kétkutas rendszerekkel kitermelhető földtani vagyon: 343 000 PJ (Lorberer és mtsai 2004).
A termálkutakkal kitermelt energia 12–24 PJ/év értékek között lehet. A 30 °C-nál hidegebb karszt- és rétegvizek, mivel a felszíni átlaghőmérsékletnél melegebbek, szintén tárolnak geotermikus eredetű hőt. 416 millió m3/év vízkivétel és 16 °C átlagos vízhőmérséklet mellett a sekélyebb tárolók vizeivel kitermelt geotermikus energia 10 PJ/év. Így összesen a felszín alatti vizekkel kitermelt hőmennyiséget 26–38 PJ/év nagyságúnak becsülték (6.1. táblázat).
Kitermelhető geotermikus energiavagyon 343 000 PJ
Hőáramból évente utánpótlódó hő 264 PJ/év
Termálvízből bevallottan hasznosított hő (2003)-ban 2,46 PJ/év A felszín alól a vizekkel kitermelt hőmennyiség (2003)-ban 26-38 PJ/év
6.1. táblázat A kitermelt hő és a potenciál összevetése (Lorberer és mtársai, 2004)
Azt a következtetést lehet levonni, hogy a geotermikus energia hasznosításának növelése a forrás földtani oldalról biztosított, a termelés fenntartható módon akár nagyságrenddel is növelhető.
A másik következtetés, hogy az összes jelenleg kitermelt hőnek (26-38 PJ/év) kevesebb, mint 10%-át (2,46 PJ/év (2003-ban), 3,6 PJ/év (2006-ban)) használjuk fel energetikai célra, a többi a vízzel elfolyik.
Az elfolyt vízzel történő hőhasznosítás jelentős tartalékai a termál-és gyógyvizekben találhatók, ~5 PJ/év (Lund et al. 2005). A világtrend azt mutatja, hogy a hőenergia 52%-a fordítódik fűtésre, míg fürdésre kb. 30%-a (Lund et al, 2005), Magyarországon fordított a helyzet. Szükség lenne a balneológiai célra felhasználtnál melegebb termálvíz hőtartalmának részbeni energetikai célú hasznosítása (ne hűtőtornyokban hűtsék a vizet a medencébe kerülés előtt), az elfolyó vizek hőtartalmát használják fel hőcserélővel, hőszivattyúval.
A fentiekből következően adottságaink a hőenergia közvetlen felhasználására a legjobbak. A közvetlen hőhasznosítás hatásfoka 30–50%. Feltétele, hogy a fogyasztó közel legyen a termelő kúthoz, így a legperspektivikusabb területek a D–DK-Alföld, Somogy és Zala megye (3.9 ábra). Az országnak ezen a területein érdemes geotermikus közműrendszereket építeni. A hódmezővásárhelyi közműrendszerből kiindulva egy ilyen rendszer kb. 0,15–0,3 PJ/év hőenergiát termel ki (Kurunczi, 2005). 50–100 hasonló, kisebb vagy nagyobb teljesítményű közműrendszerrel a kitermelhető energia mennyisége minimum 7,5–30 PJ/év. A mezőgazdasági és feldolgozóipari hasznosítás ugyanekkora nagyságrendű felhasználást tenne lehetővé. Megjegyzendő, hogy a hódmezővásárhelyi közműrendszer évi 2,5 millió m3 földgáz elégetését váltja ki és a hagyományos földgázalapú távhőszolgáltatáshoz képest 50%-os költségmegtakarítást jelent (Kurunczi, 2005).
A közvetlen hőhasznosítás növekedésében szerepet játszhat a hazai geotermikus erőművek megjelenése. A bináris üzemű geotermikus erőművek hatásfoka alacsony, kb. 10%-nak vehető, vagyis minden 1 MW elektromos teljesítmény mellett 9 MW hőteljesítmény marad az erőmű csurgalékvizében. Árpási és mtsai (1998) nyomán 10-100 MW elektromos teljesítményt feltételezve, és a csurgalékvíz hőmérsékletét 80 °C-ra becsülve, a csurgalékvízben eltávozó hőmennyiség 2,7–27 PJ. Direkt hőhasznosítással, 80 °C – 30 °C hőlépcső kihasználásával a csurgalékvíz hőjéből 1,4–18 PJ kinyerhető.
76 A fenti becsült hőmennyiségek minimum értékeivel számolva, és az erőművek hulladékhője nélkül 16 PJ/év hő lenne hasznosítható. A maximum értékekkel számolva, és az erőművek összes hulladékhőjét hozzávéve ez az érték akár 78 PJ/év lehet.
Ehhez képest Lorberer mtsai (2004) úgy becsülték, hogy 2010-ig az új felhasználások következtében a hasznosított hő évente mindössze 0,18 PJ/év értékkel növekszik. Ilyen tempóban a 30 PJ/év elérése 18 évig tartana. A lassú prognosztizált növekedés oka, hogy a közvetlen hőhasznosítás több száz millió Ft tőkebefektetést igényel, a megtérülés idő >5 év. Kevés a demonstrációs projekt és a fúrástól az üzemeltetésig a technológiát alkalmazó vállalkozó. A felhasználást nem a hőenergia nagysága korlátozza, hanem a kitermeléshez használt víz mennyisége.
Vízgazdálkodási megfontolások és a hosszú távú fenntarthatóság a vízvisszasajtolást követelik meg. Magyarországon a szabályozás szigorúbb az uniós előírásnál, kötelező a visszasajtolás a kizárólag energetikai célú hasznosításnál. A visszasajtolás a beruházásnál is és az üzemeltetésénél is jelentős költségnövekedést eredményez, amit a hazai mezőgazdasági hasznosítók többsége nem finanszíroz. Az Árpád Agrár Zrt. évi 4 millió m3 víz kitermelése esetén 113 millió Ft vízkészlet-járulékot, 36 millió Ft szennyvízbírságot és 40 millió Ft vízkormányzási díjat fizet a szennyvíztározóból elvezetett vízre (Csikai, 2008). Összehasonlításképpen: egy 2000 m-es visszasajtoló kút költsége (fúrás és járulékos költségek: 245 millió Ft) (Kurunczi, 2005).
Ugyanakkor az is kritizálható, hogy egy koncentrált termálvízkivétel környezeti állapotának monitorozása, a rendszer állapotáról való adatszolgáltatás nem szerepel a hatósági előírások között.
Ha a vizet nem sajtoljuk vissza, a rezervoárok kimerülése következhet be. Ezt az intenzíven hasznosított dél-alföldi körzetekben észlelhető nyomáscsökkenések is igazolják, – még az utóbbi évek kitermelés-csökkenésével kapcsolatos, részleges nyomás-regenerálódásai (Lorberer, 2003.) mellett is. A visszasajtolás elősegíti a rétegenergia fenntartását, a távlatilag hasznosítható víz- és hőmennyiségek regenerálódását és ezzel a "fenntartható" hévízgazdálkodást.
6.2.3. Hőszivattyús hasznosítás
A hőszivattyús rendszerekhez nincs feltétlenül szükség vízkivételre. A hőt szolgáltató közeg lehet felszíni vízfolyás, talajvíz, néhány méteres mélységben a talajhő és a 150-300 méteres mélységben elhelyezkedő kőzethő. A hőszivattyúk számának növekedésével a kinyert energia elérheti a 2-10 PJ/év-et (2020-ra), ha csak a lakások fűtésére használják a talaj alapú zárt rendszerben működő hőszivattyúkat (Ádám, 2008b).
A talaj hőjének hasznosításán kívül a hőszivattyúk növelik a „valódi” geotermikus energia kihasználásának hatékonyságát, azáltal, hogy az alacsony hőmérsékletű 20-30 °C-os, más módon már nem hasznosítható vízből képesek kinyerni a hőt. A jelenlegi vízkivétel mellett a hasznosított hőlépcső alsó határát 30 °C-ra, illetve 20 °C-ra csökkentve a kitermelt többletenergia 0,579 PJ-ra (T2
= 30 °C), illetve 1,169 PJ-ra (T2 = 20 °C) nő (Lorberer és mtsai., 2004). Ez a 2003-as év 2,46 PJ/év hőhasznosítását alapul véve 23%-os, ill. 46 %-os növekedést jelenthetne.
A hőszivattyúk segítségével hasznosítható az a hőmennyiség, amelyik a felszín alatti vizek kitermelésével kerül a felszínre, de jelenleg hagyjuk elfolyni (6.1. táblázat). A termálfürdők használtvizének, a geotermikus projektek 30-40 ºC-os visszasajtolásra váró vagy elfolyatott vizének, a 30 °C-nál melegebb ivóvizeknek a hőjéből 10 PJ/év energia nyerhető ki hőszivattyúkkal (Ádám, 2008b). A hőszivattyúk ilyen alkalmazásának előnye, hogy használatukkal úgy nyerhető ki energia, hogy közben nem kell a vízkitermelést növelni és a vízminőség sem romlik. Így az egyéb vízkivétel fenntarthatósága nő, a visszasajtolás problémája pedig nem lép fel.
77 A hőszivattyúk nagyobb arányú elterjedésénél törekedni kell a hazai gyártás felfuttatására.
Magyarországi sajátosság, hogy a fűtési igényünk nagy részét földgáz elégetésével elégítjük ki. A hőszivattyúk többnyire áramot fogyasztanak. A földgáz üzemű hőszivattyúk kifejlesztésével alkalmazkodni lehet a hazai energia-struktúrához, és így a saját piacunkra tudunk termelni.